越南电力危机背后的原因和启示-北极星火力发电网

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近期，越南电力供应短缺及我国有关单位对越售电之事引发关注。此次电力危机凸显了当前在经济增长、气候变化、能源转型等多重因素叠加影响下能源电力保供任务的艰巨性，也再度揭示了电力领域必须坚持系统思维、通盘考虑、协调推进的发展规律。这对我国当前谋划建设风光新能源基地等重大能源电力规划具有极强的现实启发意义。

情况概述

今年5月份以来，越南出现了大面积供电短缺，呈现四个特征：一是缺口大。5月，越南全国用电负荷峰值突破4330万千瓦，达到总装机的55%；北方电力系统缺口约435万千瓦，日均电量短缺约3090万千瓦时，最高达5080万千瓦时。二是持续时间长。从5月13日越南政府公布电力保供方案，至6月22日越南电力集团（以下简称“越电”）发布公告称从23日起北部供电紧张有望缓解，共持续40天。三是影响深广。本次缺电主要集中在越南北部地区和南部工业区，上述地区既是越南传统经济中心区，也是近年来发展迅速的主要地区。据越南工贸部电力监管局统计数据，全国有超过1.1万家企业被迫减少用电。四是“灰犀牛”特点突出。自去年至今年5月初，越南工贸部、越电等多次明确预警2023年将出现电力短缺。5月以来凸显的危机状态，是越南缺电预警的现实佐证，具有鲜明的“灰犀牛”特征。

进入6月下旬，随着越南开始进入雨季、各地降水形势根本性好转，水电出力显著恢复，本次电力危机拐点出现，但总体供应偏紧的形势仍会持续，越南缺电的根源并未消除。

直接成因与深层原因

越南煤电和水电装机占比超过60%，构成电力保供的主体。目前，越南水电装机容量约2250万千瓦，占电力总装机的29%，仅次于煤电装机。受持续干旱影响，越南水电站水库水源严重不足。4~5月份大部分湖泊水量仅有常年平均水平的一半，严重者甚至不足20%，中北部地区尤为严重。至6月6日，北方大部分水电站蓄水量甚至低于最低水位，水电可用装机容量为311万千瓦，仅为设计容量的23.7%。单此一项，越南损失电力装机超过1000万千瓦。

同时，在水电出力不足时，煤电的保供压力巨大。越南超过50%的煤炭依赖进口，进口煤炭超过80%用于发电。近年来，全球煤炭价格大幅上涨，越南电煤进口受到影响。同时，由于持续性天气炎热，煤电机组长期以最大负荷运行，设备故障率显著增加，限制了煤电保供作用的发挥。至6月6日，北方地区煤电机组总出力为1193万千瓦，仅为该地区煤电装机容量的76.6%。

近些年，由于中美贸易摩擦和地缘政治竞争加剧等原因，众多国外企业基于防风险和降成本的双重考虑，陆续将生产基地向越南等东南亚国家转移。借此之机，越南提出全面推进工业化和现代化的总目标，大力发展加工制造业和数字经济。去年GDP增速达到8.02%，创25年来新高，带动用电需求不断增长。越南北部地区作为工业重镇，2016~2020年累计增加用电负荷需求600万千瓦，但电力装机仅增加了460万千瓦，电力供需之间存在明显的紧张关系。今年4月底以来的持续高温直接导致社会用电量激增。一是瞬时需求飙升。4月30日~5月1日，全国用电量达到8.95亿千瓦时，最大用电负荷达到4330万千瓦，均创年内新高。首都河内日用电量在四天内从5440万千瓦时陡增至8500万千瓦时，增幅达到56.3%。二是用电总需求显著增加。5月份，全国日均用电量达到8.2亿千瓦时。迅速扩大的用电需求与有限的电力供给之间形成矛盾，引发全局性的电力危机。

看完表面所呈现的成因，再探究其深层次原因，显得很有必要。

根据2011年发布的《第七个越南电力发展计划》（以下简称“PDP7”），2011~2030年共需投资750亿美元（不含外商投资部分）用于电力建设；2015年底，该数据被大幅修正：2016—2030年电力建设总投资扩大至1480亿美元，增加近一倍。这一修正，侧面反映出越南政府在电力投资建设方面对未来发展需求存在严重的估计不足，拖累其项目建设。

同时，无论是“PDP7”，还是修正版，越南的电力投资重点始终在电源侧。而相对于电源建设周期短、办电主体多元化的特点，越南的电网建设投资规模需求更大、周期更长，且只能由越电代表国家出资投建。近些年越电度电综合成本持续增加，仅2022年已出现约26万亿越南盾（约合79.5亿人民币）的亏损，直接制约着电网投资能力。电网投建不足，与电源侧发展不协调、不匹配，使得越南各地区之间的电力互济能力较弱，且无法及时改造、提升电网韧性，满足风光能源大规模并网要求，导致应对电力供需大幅波动的能力存在根本短板。

此外，根据“PDP7”文件精神，2013年越南政府发布新一轮电力体制改革法令，相关部门提出了电力领域构建竞争性发电市场、竞争性批发市场、竞争性零售市场三个阶段的改革路线，旨在打破垄断、激活竞争、提高效率。但经过近十年的发展，越南电力领域迟迟未能得到新的重大改革突破。一是电源侧，呈现4家国有电力企业寡头垄断的格局，多元化程度不足。越南4家国有发电企业总装机接近越南电力总装机的43%。而以外商投资为主的社会化电厂装机占比尽管已经超过57%，但基于商业考虑，大多会在建成后打包出售给4大国有发电企业，实现快速变现。因此，越南电源侧高度垄断，多元竞争不足。二是电网侧，越电既当“裁判员”又当“运动员”，显失公平。从2008年以来，国家电力负荷调度中心和唯一承担输电任务的国家输电总公司，作为越电下属机构的地位未变。与此同时，越电仍保留大量的电源资产，经过十多年改革，其仍是集发、输、配、售、调于一身的一体化电力企业。对其他发电主体而言，在调度、并网等方面，始终存在公平竞争的问题。三是监管改革阻力重重，制度性障碍束缚电力发展。这在新能源建设和并网方面体现得尤为明显。电源建设用地变更土地用途办理时间长，场地清理补偿、移民安置等问题难以快速解决，叠加过去补贴价格偏高等诸多因素，导致越南规模巨大的风光电站规划建设项目，实际上仅有极少部分完成全部制度流程、实现顺利并网，发展事实与规划愿景之间存在巨大差距。这也是本次电力危机中装机统计数据显示已达27%的新能源却无法有效发挥作用的重要原因之一。

总结与建议

越南电力供应从紧张转化为危机，是在极端气候更加频繁、大国博弈不断升级的背景下，在经济快速发展的新兴经济体中发生的一次比较典型的电力事件。反映出在不确定性更加突出的当下，国家能源电力安全保供所面临的任务更加艰巨。

一是深刻汲取越南电力危机的经验教训，更加注重电力发展的系统性，推进源、网、荷、储、用各环节协同发展。本次电力危机可以看作是以往越南电力系统只注重“单兵突进”、片面强调大建电源，忽视电网适度超前和配套建设导致的必然结果。建议我国在进行大规模建设风光新能源基地的相关决策与可行性论证的同时，应兼顾做好电网规划建设的同步论证，从系统整体的角度做好科学、全面的项目评估，提防人为割裂，衍生不必要的新问题。

二是精准把握越南能源电力发展的市场前景，做好重点项目跟踪，培育国际业务新的增长点。以本次危机为起点，越南加大能源电力建设、加快输配电网升级改造的趋势不会改变。建议有关部门和机构重点关注越南电力领域的改革发展动向，重点做好越南跨区、跨省输配电网，新能源微网，大规模并网工程的咨询、投资、建设、运维等项目的前期储备工作，以《区域全面经济伙伴关系协定》和“一带一路”倡议为制度依托，看准时机、发挥优势、积极介入，推动中越能源合作行稳致远。

（作者苗中泉、毛吉康、菅泳仿，单位为国网能源研究院有限公司；作者杨丝雨，单位为国网福建省电力有限公司经济技术研究院）

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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